Исходные данные для определения сезонной и круглогодичной тепловых нагрузок:
1. Расчетная температура воздуха проектирования отопления tно, оС34
2. Средняя температура наиболее холодного месяца tнхм, оС……..-16,9
3. Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений tв , оС+20
4. Расчетная температура горячей воды у абонента tг , оС………..+55
5. Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний период tх, оС…………………………………………………………………..+15
6. Расчетная температура холодной водопроводной воды в зимний период tх, оС…………………………………………………………………..+5
7. Количество квадратных метров жилой площади на одного жителя Fуд ,м2/чел……………………………………………………………………...18
8. Количество жителей z, чел…………………………………….90000
9. Укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади qo , Вт/м……………….87
10. Норма среднего недельного расхода горячей воды для жилых помещений, a, л/сут……………………………………..……………………..105
11. Норма среднего недельного расхода горячей воды для общественных и административных зданий, b, л/сут………………………...25
12. Коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания, k1………………………………………………………………….. 0,25
13. Коэффициент, учитывающий тип застройки зданий, k2……..…..0,6
14. Продолжительность работы системы отопления, no, сут..………218
Коэффициент учитывающий изменение средненедельного расхода тепла на ГВС в неотопительный период по отношению к отопительному, в0,8
1.1 Сезонная нагрузка
Производственно-отопительная котельная рассчитывается для трех режимов работы, поэтому необходимо, чтобы нагрузки отопления и вентиляции были определены для следующих температур наружного воздуха:
· температура начала отопительного периода tн=+8 0С;
· средняя температура наиболее холодного месяца tнхм=-16,9 0С;
· расчетная температура воздуха проектирования отопления tно=-34 0С
Таблица 1 Расчет сезонных нагрузок
|
Величина |
Единица измерения |
Расчет |
||
|
Наименование |
Расчетная формула или способ определения |
|||
|
Расчетная нагрузка отопления (при tно) |
МВт |
|||
|
Расчетная нагрузка вентиляции (при tнв= tно для жилых и общественных зданий) |
МВт |
|||
|
Нагрузка отопления при tн= +8 0С |
МВт |
|||
|
Нагрузка вентиляции при tн= +8 0С |
МВт |
|||
|
Нагрузка отопления при tнхм = -8,6 0С |
МВт |
|||
|
Нагрузка вентиляции при tнхм = -8,6 0С |
МВт |
|||
1.2 Круглогодичная нагрузка
Таблица 2 Расчет круглогодичной нагрузки
|
Величина |
Единица измерения |
Расчет |
||
|
Наименование |
Расчетная формула или способ определения |
|||
|
Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода |
МВт |
|||
|
Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода |
МВт |
|||
|
Коэффициент недельной неравномерности |
kн (справочное) |
- |
1,2 |
|
|
Коэффициент суточной неравномерности |
kс (справочное) |
- |
2,0 |
|
|
Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода |
МВт |
1,2•2,0•21,823 = 52,375 |
||
|
Расчетный расход тепла на ГВС для летнего периода |
МВт |
1,2•2,0•13,967= 33,521 |
||
|
Средняя температур воздуха отопительного периода |
или по приложению 1 [1] |
0С |
-2,7 |
|
|
Годовой расход тепла на отопление |
МВт |
|||
|
Годовой расход тепла на вентиляцию |
МВт |
|||
|
Годовой расход тепла на ГВС |
МВт |
|||
|
Суммарный годовой расход теплоты |
МВт |
|||
2. Расчет температур сетевой воды
Значения температур сетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методом регулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети. В данном случае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке в закрытой системе теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С.
Таблица 3 Расчет температур сетевой воды
|
Величина |
Единица измерения |
Расчет |
||
|
Наименование |
Расчетная формула или способ определения |
|||
|
Температура воды в подающем трубопроводе при tн=tно |
(по условию) |
С |
150 |
|
|
Температура воды в обратном трубопроводе при tн=tно |
(по условию) |
С |
70 |
|
|
Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе |
С |
95 |
||
|
Перепад температур воды в местной системе |
С |
95-70 = 25 |
||
|
Перепад температур тепловой сети |
С |
150-70 = 80 |
||
|
Температурный напор нагревательного прибора местной системы |
С |
|||
Текущие значения температур воды в прямом и обратном трубопроводе рассчитываем по формулам:
,
где -- величина относительной тепловой нагрузки:
Таблица 4 Температуры сетевой воды
|
tн,°С |
+8 |
0 |
-5 |
-10 |
-15 |
-20 |
-25 |
-26 |
|
|
0,227 |
0,409 |
0,523 |
0,636 |
0,75 |
0,864 |
0,977 |
1 |
||
|
ф01 |
53,02 |
77,15 |
91,71 |
105,84 |
119,86 |
133,70 |
147,26 |
150 |
|
|
ф02 |
34,86 |
44,43 |
49,87 |
54,96 |
59,86 |
64,58 |
69,10 |
70 |
|
Независимо от метода регулирования тепловых нагрузок необходимо учитывать, что при любых температурах наружного воздуха температура сетевой воды в подающем трубопроводе не может опускаться ниже 65 °С. Поэтому при определенной температуре наружного воздуха (tни) происходит смена метода регулирования с качественного на количественное или наоборот.
Из (рис.2) в точке излома температурного графика определяем температуру наружного воздуха tни=+5°С.
Температуры сетевой воды и должны быть рассчитаны с учетом нагрузки отопления и ГВС. , .
Для двух подогревателей const. Можно рассчитать по формуле:
Для расчетного режима, при котором поверхность теплообмена подогревателей будет максимальна, то есть при tн=tни=4,8°С, находим величину:
где величина недогрева водопроводной воды в подогревателе первой ступени П1, принимается в диапазоне 5…10°С.
Определим температуру воды в подогревателе первой ступени:
.
Для любой наружной температуры находят и .
Выполним пересчет сетевой воды и результаты сведем в таблицу:
Таблица 5 Пересчет температур сетевой воды
|
tн,°С |
8 |
5 |
0 |
-5 |
-8,6 |
-10 |
-15 |
-20 |
-25 |
-26 |
|
|
д1 |
20,16 |
20,16 |
16,65 |
12,69 |
11,3 |
8,99 |
5,42 |
1,98 |
0 |
0 |
|
|
д2 |
25,20 |
25,20 |
28,71 |
32,67 |
34,06 |
36,37 |
39,94 |
43,38 |
46,57 |
47,34 |
|
|
ф1 |
85,16 |
85,16 |
93,8 |
104,4 |
113,3 |
114,8 |
125,3 |
135,7 |
147,3 |
150 |
|
|
ф2 |
9,66 |
9,66 |
15,72 |
17,2 |
17,94 |
18,59 |
19,92 |
21,2 |
22,53 |
22,66 |
|
3. Расчет расходов сетевой воды
Расход сетевой воды на абонентском вводе поддерживается постоянным и равным:
(tн?tни)
При tн>tни расход сетевой воды находим по текущей тепловой нагрузке :
, кг/с
Расход воды на вентиляцию определяем так же, но по температурам сетевой воды и :
(tн?tни)
(tн>tни) , кг/с
4. Гидравлический расчет паропровода
Гидравлический расчет паропровода выполняется от потребителей к источнику, чтобы определить параметры пара у источника.
Исходные данные:
Схема паропровода изображена на бланке задания (стр.2)
Технологический теплоноситель - сухой насыщенный водяной пар.
Результаты гидравлического расчета паропровода приводятся в таблице 6.
Таблица 6. Гидравлический расчет паропровода
|
Расчетная величина |
Обозн. |
Разм. |
Расчетная формула или способ определения |
Номер участка |
|||
|
1 |
2 |
3 |
|||||
|
Расход пара на участке |
D |
кг/с |
По заданию |
16,67 |
8,335 |
8,335 |
|
|
Длина участка |
L |
м |
--«---»-- |
650 |
240 |
90 |
|
|
Удельное падение давления |
Rл |
Па/м |
Принимается по [1] |
25 |
25 |
25 |
|
|
Доля местных потерь |
--- |
--«---»-- |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
||
|
Потери давления на участке |
P |
кПа |
24,375 |
9,0 |
3,375 |
||
|
Давление пара в конце участка |
Pкон |
кПа |
По заданию. Для уч.1: |
709,0 |
700 |
700 |
|
|
Давление пара в начале участка |
Pнач |
кПа |
733,38 |
709,0 |
703,38 |
||
|
Средняя плотность пара на участке |
кг/м3 |
3,76 |
3,693 |
3,707 |
|||
|
Абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода |
kэ |
м |
По рекомендации [1] |
0,0002 |
|||
|
Коэффициент |
Аd |
м0,0475 |
По табл. 5.1 [1] или |
0,42 |
|||
|
Расчетный диаметр паропровода |
d |
м |
0,511 |
0,398 |
0,398 |
||
|
Диаметр паропровода по стандарту |
d |
м |
Приложение 11 [1] |
0,514 |
0,408 |
0,408 |
|
|
Средняя скорость пара |
ср |
м/с |
21,38 |
17,28 |
17,20 |
||
|
Количество нормальных задвижек на участке |
nз |
--- |
По заданию |
2 |
|||
|
Количество П-образных компенсаторов на участке |
nк |
--- |
Принимается по [2] |
3 |
2 |
1 |
|
|
Коэффициент гидравлического сопротивления задвижки |
з |
--- |
Приложение 10 [1] |
0,4 |
|||
|
Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора |
к |
--- |
--«---»-- |
1,7 |
|||
|
Коэффициент гидравлического сопротивления тройника |
тр |
--- |
--«---»-- |
--- |
0,08 |
1,8 |
|
|
Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления |
уч |
--- |
5,9 |
4,28 |
4,3 |
||
|
Коэффициент |
AR |
м0,25 |
Табл. 5.1 [1] |
10,610-3 |
|||
|
Удельное падение давления |
Rл |
Па/м |
25,79 |
22,07 |
21,99 |
||
|
Коэффициент |
Al |
м - 0,25 |
Табл. 5.1 [1] |
76,4 |
|||
|
Эквивалентная длина местных сопротивлений |
Lэкв |
м |
196,18 |
106,63 |
107,12 |
||
|
Потери давления на участке |
P |
кПа |
21,82 |
7,65 |
2,55 |
||
|
Давление пара в конце участка |
Pкон |
кПа |
По заданию. Для уч.1: |
707,65 |
700,0 |
700,0 |
|
|
Давление пара в начале участка |
Pнач |
кПа |
729,47 |
707,65 |
702,55 |
||
|
Проверка погрешности в определении плотности пара |
|||||||
|
Средняя плотность пара на участке |
ср |
кг/м3 |
3,79 |
3,685 |
3,72 |
||
|
Погрешность определения плотности |
% |
-0,8 |
0,21 |
-0,04 |
|||
|
Полученная погрешность меньше допустимой (2%). |
|||||||
5. Тепловой расчет паропровода
Прокладка паропровода надземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствует температуре наружного воздуха в максимально зимнем режиме tно.
Паропровод полностью изолирован, задвижки изолированы на ѕ от площади поверхности, компенсаторы изолированы полностью.
Результаты теплового расчета сведены в таблицу 7.
Таблица 7 Тепловой расчет паропровода
|
Расчетная величина |
Обознач. |
Размерн. |
Расчетная формула или метод определения |
Номер участка |
|||
|
1 |
2 |
3 |
|||||
|
Расход пара на участке |
D |
кг/с |
По заданию |
16,67 |
5,55 |
5,55 |
|
|
Длина участка |
L |
м |
--«---»-- |
650 |
240 |
90 |
|
|
Удельная потеря теплоты с 1 м изолированного паропровода |
q |
Приложение 3 [2] |
1,76 |
1,56 |
1,56 |
||
|
Эквивалентная длина задвижки |
Lзэкв |
м |
Принимается в диапазоне 4…8 |
4 |
|||
|
Количество нормальных задвижек на участке |
nз |
--- |
По заданию |
2 |
|||
|
Эквивалентная длина опор |
Lопэкв |
м |
(10…15%)L |
65 |
24 |
9 |
|
|
Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь |
Lэкв |
м |
Lзэквnз+ Lопэкв |
73 |
32 |
17 |
|
|
Температура пара в конце участка |
2 |
0С |
Табл. II [4] |
165,21 |
164,96 |
164,96 |
|
|
Температура пара в начале участка |
1 |
0С |
Принимается |
172 |
165,21 |
165,21 |
|
|
Средняя температура пара на участке |
ср |
0С |
168,61 |
165,09 |
165,09 |
||
|
Средняя массовая теплоемкость пара на участке |
Ср |
Табл. V [4] |
2,505 |
2,456 |
2,456 |
||
|
Потери тепла на участке |
Q |
кВт |
250,18 |
81,08 |
31,91 |
||
|
Температура пара в начале участка |
1 |
0С |
170,12 |
167,28 |
165,87 |
||
|
Погрешность определения температуры |
% |
0,51 |
1,24 |
0,34 |
|||
|
Полученная погрешность меньше допустимой (2%) |
|||||||
|
Энтальпия пара в начале участка |
i |
По табл. III [4] |
2822,3 |
2819,6 |
2819,4 |
||
Условные обозначения:
1 - котел паровой;
2 - редукционный клапан;
3 - сепаратор непрерывной продувки;
4 - водоводяной теплообменник №1;
5 - пароводяной теплообменник №2;
6 - пароводяной теплообменник №3;
7 - водоводяной теплообменник №4;
8 - пароводяной теплообменник №5;
9 - водоводяной теплообменник №6;
10 - водоводяной теплообменник №7;
11 - пароводяной теплообменник №8;
12 - конденсатоотводчик;
13 - КТАН;
14 - водоструйный эжектор;
15 - деаэратор вакуумный;
16 - бак рабочей воды;
17 - регулятор температуры;
18 - котел водогрейный;
19 - редукционно-охладительная установка
20 - блок ХВО;
21 - деаэратор атмосферный.
7. Расчет тепловой схемы котельной
7.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной
Таблица 8 Исходные данные для расчета паровой части котельной
|
Величина |
Обозн. |
Разм. |
Способ определения |
Значение |
|
|
Давление технологического пара |
Pтех |
МПа |
Из расчета паропровода |
||
|
Технологическая нагрузка |
Dтех |
кг/с |
По заданию |
16,67 |
|
|
Доля возвращаемого конденсата |
% |
--«---»-- |
60 |
||
|
Температура возвращаемого конденсата |
tтех |
0С |
--«---»-- |
70 |
|
|
Солесодержание котловой воды |
Sкв |
мг/кг |
--«---»-- |
5000 |
|
|
Солесодержание химически очищенной воды |
Sх |
мг/кг |
Рекомендации из [5] |
360 |
|
|
Энтальпии пара при давлениях: 1,4 МПа 0,732 МПа 0,15 МПа |
i”1.4 i”0,732 i”0,15 |
кДж/кг |
Табл. II [4] |
2788,4 2764,76 2693,9 |
|
|
Энтальпии: технол. конденсата пит. воды (90 0С) воды после СНП исходной воды котловой воды |
iтех iпв i0.15 iив i1.4 |
кДж/кг |
То же |
334,92 376,94 467,13 20,95 830,1 |
|
|
Энтальпия конденсата после паровых подогревателей |
iк |
кДж/кг |
Табл. I [4] для t = 800C |
334,92 |
|
На принципиальной тепловой схеме производственно-отопительной котельной (рис. 4) представлена паровая часть, результаты расчета которой приводятся в таблице 9.
Таблица 9 Расчет паровой части котельной
|
Расчетная величина |
Обозн. |
Разм. |
Расчетная формула или способ определения |
Расчетный режим |
|
|
tно = -260С |
|||||
|
Расход технологического конденсата с производства |
Gтех |
кг/с |
|||
|
Потери технологического конденсата |
Gптех |
кг/с |
16,67-10,0=6,67 |
||
|
Потери пара в тепловой схеме |
Dпот |
кг/с |
0,03•16,67=0,50 |
||
|
Расход пара на собственные нужды |
Dсн |
кг/с |
0,1•16,67=1,667 |
||
|
Производительность котельной по пару после РОУ |
Dк0,732 |
кг/с |
16,67+0,50+1,667= =18,837 |
||
|
Сумма потерь пара и конденсата |
Gпот |
кг/с |
6,67+0,50=7,17 |
||
|
Доля потерь теплоносителя |
Пх |
--- |
|||
|
Процент продувки |
Pп |
% |
•100% |
||
|
Расход питательной воды на РОУ |
GРОУ |
кг/с |
|||
|
Производительность по пару Р = 1,4 МПа |
Dк1.4 |
кг/с |
18,837-0,185=18,652 |
||
|
Расход продувочной воды |
Gпр |
кг/с |
|||
|
Расход пара из сепаратора продувки |
Dc0.15 |
кг/с |
|||
|
Расход воды из сепаратора продувки |
GСНП |
кг/с |
0,526-0,086=0,44 |
||
|
Расход воды из деаэратора питательной воды |
Gд |
кг/с |
18,837+0,526=19,362 |
||
|
Расход выпара из деаэратора питательной воды |
Dвып |
кг/с |
0,002•19,362=0,039 |
||
|
Суммарные потери сетевой воды, пара и конденсата |
Gпот |
кг/с |
6,67+0,50+0,44+0,039= 7,649 |
||
|
Расход химобработанной воды |
Gхво |
кг/с |
7,649 |
||
|
Расход исходной воды |
Gисх |
кг/с |
1,15•7,649=8,796 |
||
|
Энтальпия конденсата после охладителя продувочной воды (Т№1) |
iк |
кДж/кг |
Табл. II [4] для tк = 450C |
188,55 |
|
|
Энтальпия исходной воды после охладителя продувочной воды (Т№1) |
i12 |
0С |
|||
|
Энтальпия химочищенной воды на выходе из Т№3 |
i42 |
кДж/кг |
Табл. I [4] для t32 = 800C |
334,92 |
|
|
Энтальпия воды на входе в охладитель деаэрированной воды (Т№3) |
i41 |
0С |
|||
|
Расход пара на Т№2 |
D2 |
кг/с |
, t?КТАН=14,50С |
||
|
Расход пара на Т№3 |
D3 |
кг/с |
|||
|
Энтальпия ХОВ после охладителя выпара питательного деаэратора |
i52 |
0С |
|||
|
Расход пара на деаэратор питательной воды |
Dд |
кг/с |
|||
|
Расчетный расход пара на собственные нужды |
Dснр |
кг/с |
+ D3 |
0,85+0,159+0,316 = =1,325 |
|
|
Расчетная паропроизводительность |
Dкр0,732 |
кг/с |
16,67+1,225+0,50 = = 18,495 |
||
|
Ошибка расчета |
% |
||||
|
Полученная погрешность меньше допустимой (2%) |
|||||
Выбор паровых котельных агрегатов будим производить из расчета обеспечения покрытия тепловой нагрузки.
Выбираю паровой котельный агрегат Е-35-14. Для покрытия нагрузки ставим два таких котла. Его краткая характеристика:
· номинальная паропроизводительность, кг/с: 9,72
· абсолютное давление пара, МПа: 1,4
· температура питательной воды, 0С: 100
7.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
Таблица 10 Исходные данные для расчета водогрейной части котельной
|
Наименование параметра |
tно=-26С |
tнхм=-8,6С |
tни=+5С |
tн=+8С летний |
|
|
Тепловая нагрузка на ГВС, МВт |
52,375 |
33,521 |
|||
|
Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт |
103,447 |
67,114 |
30,564 |
0 |
|
|
Температура в подающем трубопроводе, , С |
150 |
113,3 |
85,16 |
||
|
Температура воды в обратном трубопроводе, , С |
22,66 |
17,94 |
9,66 |
||
Таблица 11 Расчет водогрейной части котельной
|
Расход исходной воды, кг/с |
, при |
11,156 |
2,620 |
|||
|
Расход греющей воды на теплообменник химочищенной воды Т№2, кг/с |
где t”хво=650С, tхво=250С, t21=t”к, t22=700C |
4,649 |
6,062 |
8,733 |
2,537 |
|
|
Температура исходной воды, °С |
По заданию |
5 |
5 |
5 |
15 |
|
|
Температура греющей воды после теплообменника исходной воды Т№1 |
22,0 |
33,19 |
44,45 |
59,67 |
||
|
Расход выпара из деаэратора, кг/с |
0,019 |
0,004 |
||||
|
Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с |
0,581 |
0,758 |
1,092 |
0,634 |
||
|
Расход воды на собственные нужды, кг/с |
5,230 |
6,820 |
9,825 |
3,171 |
||
|
Расход воды через котельный агрегат, кг/с |
471,454 |
473,437 |
469,568 |
107,315 |
||
|
Относительная погрешность, % |
-1,56 |
-1,13 |
-1,9 |
-1,67 |
||
Полученная погрешность меньше допустимой (2%)
Выбор водогрейных котельных агрегатов будим производить из расчета обеспечения покрытия нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Выбираю три водогрейных котельных агрегата КВГМ-50
Краткая характеристика КВГМ-50:
· номинальная теплопроизводительность, МВт: 58
· расчетный расход воды, кг/с: 172
· расчетные температуры, 0С:
- на входе 70
- на выходе 150
· вид топлива: газ или мазут
· поверхность нагрева, м2: 1468
8. Расчет контактного теплообменника с активной насадкой
8.1 Тепловой расчет КТАНа
Таблица 12.Характеристика топлива, сжигаемого в котельных агрегатах
|
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
C4H10 |
C5H12 |
N2 |
CO2 |
Qнр |
т |
|
|
% |
МДж/м3 |
кг/м3 |
|||||||
|
85,8 |
4,1 |
1,3 |
1,1 |
0,2 |
7,1 |
0,4 |
42,30 |
0,736 |
|
Таблица 13 Тепловой расчет КТАНа
|
Расчетная величина |
Обозн. |
Разм. |
Расчетная формула или способ определения |
Резуль-тат расчета |
|
|
Расход воды через КТАН |
GКТАН |
кг/с |
Gисх |
8,796 |
|
|
Теоретический объем воздуха для сжигания газа |
м3/м3 |
2,78 |
|||
|
Теоретический объем соединений RO2 в продуктах сгорания топлива |
м3/м3 |
1,017 |
|||
|
Теоретический объем соединений R2 в продуктах сгорания топлива |
м3/м3 |
7,631 |
|||
|
Теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания топлива |
м3/м3 |
2,154 |
|||
|
Коэффициент избытка воздуха |
--- |
Принимается |
1,15 |
||
|
Объем азота в продуктах сгорания |
м3/м3 |
8,630 |
|||
|
Объем водяных паров в продуктах сгорания |
м3/м3 |
2,210 |
|||
|
Объем кислорода в продуктах сгорания |
м3/м3 |
0,33 |
|||
|
Массовый расход сухих газов |
Gсг |
кг/м3 |
11,315 |
||
|
Расход топлива на котел |
В |
кг/с |
1,056 |
||
|
Температура дымовых газов на входе в КТАН |
tг |
0С |
Характеристика котла |
130 |
|
|
Температура дымовых газов на выходе из КТАНа |
t”г |
0С |
Принимается [3] |
64 |
|
|
Падение энтальпии дымовых газов в КТАНе |
I |
кДж/кг |
Приложение10 [2] |
65 |
|
|
Температура воды на входе в КТАН |
tв |
0С |
Из расчета паровой части котельной |
8,33 |
|
|
Температура воды на выходе из КТАНа |
t”в |
0С |
14,76 |
||
|
Скорость газов |
wг |
м/с |
Принимается [2] |
7 |
|
|
Скорость воды в трубках |
wв |
м/с |
Принимается [2] |
1,5 |
|
|
Коэффициент |
А1 |
Пункт 4.3 [2], так как б<1,3 |
100 |
||
|
Коэффициент теплоотдачи со стороны дымовых газов |
1 |
546,65 |
|||
|
Толщина стенки трубок насадки |
м |
Пункт 4.3 [2] |
0,002 |
||
|
Внутренний диаметр трубок насадки |
dвн |
м |
--«---»-- |
0,018 |
|
|
Средняя температура воды в насадке |
tcp |
0С |
11,55 |
||
|
Коэффициент |
А2 |
1187,43 |
|||
|
Коэффициент теплоотдачи со стороны воды |
2 |
5069,16 |
|||
|
Коэффициент теплопроводности материала трубок насадки |
Справочник |
55 |
|||
|
Коэффициент теплопередачи |
k |
455,90 |
|||
|
Среднелогарифмический температурный напор |
tср |
0С |
82,52 |
||
|
Площадь насадки |
F |
м2 |
5,6 |
||
|
Количество трубок |
n |
шт. |
18 |
||
|
Общая длина трубок |
lобщ |
м |
81,07 |
||
|
Длина одной трубки |
l |
м |
4,5 |
||
|
Количество секций в змеевике |
z |
шт. |
Принимается |
4 |
|
|
Длина одной секции |
l |
м |
0,99 |
||
|
Высота насадки |
h |
м |
0,396 |
||
|
Средняя температура газов |
tсрг |
°С |
97 |
||
|
Проходное сечение для газов |
Fк |
м2 |
2,31 |
||
|
Расстояние между трубками |
м |
0,354 |
|||
|
Шаг труб |
a |
м |
0,376 |
||
|
Ширина насадки |
b |
м |
7,144 |
||
|
Расход орошающей воды |
Gор |
м3/ч |
30,54 |
||
8.2 Гидравлический расчет КТАНа
Таблица 14 Гидравлический расчет КТАНа
|
Расчетная величина |
Обозн. |
Разм. |
Расчетная формула или способ определения |
Резуль-тат расчета |
|
|
Местные потери давления на входе из подводящей трубы в коллектор |
кПа |
0,254 |
|||
|
Местные потери давления на входе из коллектора в трубки пакета |
кПа |
0,135 |
|||
|
Местные потери давления при повороте потока на 180° в трубках |
кПа |
0,451 |
|||
|
Местные потери давления на выходе из трубок пакета в коллектор |
кПа |
1,015 |
|||
|
Местные потери давления на выходе из коллектора в отводящую трубу |
кПа |
0,154 |
|||
|
Линейные потери давления на трение в трубках пакета |
кПа |
68,24 |
|||
|
Общее гидравлическое сопротивление КТАН |
H |
кПа |
70,249 |
||
9. Выбор оборудования тепловой схемы котельной
Для удаления агрессивных газов и деаэрации воды устанавливаем два деаэратора:
В паровой части котельной:
Деаэратор атмосферный ДА-100/25
- расход воды 100 т/ч;
- рабочее давление 1,2 кгс/см2.
В водогрейной части котельной:
Вакуумный деаэратор ДВ - 25
- расход воды 25 т/ч;
- рабочее давление 0,3 кгс/см2.
Комплектуется охладителем ОВВ-8.
Таблица 15 Расчет теплообменного оборудования (производственная часть)
|
Расчетная величина |
Обоз. |
Размерн. |
Расчетная формула или метод опре-деления |
Номер теплообменного аппарата |
|||||
|
Паровая (производственная) часть |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||||
|
Тепловая нагрузка |
Q |
кВт |
80,9 |
259,67 |
516,21 |
686,3 |
67,84 |
||
|
Наибольшая разность температур теплоносителей |
tБ |
0С |
110,7 |
155,34 |
141,89 |
54,5 |
21 |
||
|
Наименьшая разность температур теплоносителей |
tМ |
0С |
35,6 |
44 |
21,4 |
10 |
19,4 |
||
|
Среднелога-рифмический температурный напор |
t |
0С |
64,35 |
87,21 |
64,57 |
26,64 |
20,1 |
||
|
Коэффициент теплопередачи |
k |
По [7] |
800 |
1500 |
800 |
||||
|
Поверхность теплообмена |
F |
м2 |
1,57 |
2,95 |
5,74 |
33,8 |
4,56 |
||
Выбираю следующие теплообменные аппараты:
Т№1: Водо-водяной 07 ОСТ 34-588-68 7-114х2000 ПВ-z-07
Площадь поверхности нагрева: 1,76 м2
Число трубок: 12
Т№2: Пароводяной ПП2-4-2-II
Площадь поверхности нагрева: 4,07 м2;
Число трубок: 19
Т№3: Пароводяной ПП2-6-2-II
Площадь поверхности нагрева: 6,08 м2;
Число трубок: 68
Т№4: Водо-водяной 18 ОСТ 34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18
Площадь поверхности нагрева: 40,1 м2
Число трубок: 283
Т№5: Водо-водяной 11 ОСТ 34-588-68 11-219х2000 ПВ-z-11
Площадь поверхности нагрева: 5,89 м2
Число трубок: 37
Таблица 16 Расчет теплообменного оборудования (отопительная часть)
|
Расчетная величина |
Обоз. |
Размерн. |
Расчетная формула или метод опре-деления |
Номер теплообменного аппарата |
|||
|
Водогрейная (отопительная) часть |
|||||||
|
6 |
7 |
8 |
|||||
|
Тепловая нагрузка |
Q |
кВт |
579,54 |
965,77 |
27,54 |
||
|
Наибольшая разность температур теплоносителей |
tБ |
0С |
65 |
85 |
5 |
||
|
Наименьшая разность температур теплоносителей |
tМ |
0С |
4 |
46 |
4,05 |
||
|
Среднелога-рифмический температурный напор |
t |
0С |
19,81 |
62,96 |
4,65 |
||
|
Коэффициент теплопередачи |
k |
По [7] |
800 |
||||
|
Поверхность теплообмена |
F |
м2 |
37,2 |
19,2 |
7,87 |
||
Выбираю следующие теплообменные аппараты:
Т№6: Водо-водяной 18 ОСТ 34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18
Площадь поверхности нагрева: 40,1 м2
Число трубок: 283
Т№7 Водо-водяной 17 ОСТ 34-588-68 17-377х2000 ПВ-z-17
Площадь поверхности нагрева: 19,8 м2
Число трубок: 212
Т№8 Водо-водяной 13 ОСТ 34-588-68 13-273х2000 ПВ-z-17
Площадь поверхности нагрева: 10,0 м2
Число трубок: 64
Заключение
В результате расчета данного проекта мы рассчитали сезонную и круглогодичную тепловую нагрузку котельной, а также рассчитали расходы воды на отопление и вентиляцию (см. рис 1,2).
Выполнили гидравлический и тепловой расчет паропровода и получили следующие данные:
· требуемое давление пара у источника (Pк = 0,729 МПа) для обеспечения потребителям заданного давления Раб = 0,70 МПа.
· потери тепла через изоляцию на трех участках (см. табл. 7)
Разработали принципиальную тепловую схему котельной (см. рис. 4).
Прозводственно-отопительная котельная была разбита на две части производственную и отопительную.
По результатам расчета паровой части котельной для обеспечения требуемой технологической нагрузки были выбраны два паровых котельных агрегата Е-35-14
Водогрейная часть котельной была рассчитана на четыре режима работы в зависимости от температуры наружного воздуха.
Для обеспечения отопительной нагрузки были выбраны три водогрейных котла марки КВГМ-50.
Проведен тепловой и гидравлический расчет КТАНа.
Выбрано теплообменное оборудование для котельной.
Приведена развернутая тепловая схема производственно-отопительной котельной на листе формата А1.
| ! | Как писать курсовую работу Практические советы по написанию семестровых и курсовых работ. |
| ! | Схема написания курсовой Из каких частей состоит курсовик. С чего начать и как правильно закончить работу. |
| ! | Формулировка проблемы Описываем цель курсовой, что анализируем, разрабатываем, какого результата хотим добиться. |
| ! | План курсовой работы Нумерованным списком описывается порядок и структура будующей работы. |
| ! | Введение курсовой работы Что пишется в введении, какой объем вводной части? |
| ! | Задачи курсовой работы Правильно начинать любую работу с постановки задач, описания того что необходимо сделать. |
| ! | Источники информации Какими источниками следует пользоваться. Почему не стоит доверять бесплатно скачанным работа. |
| ! | Заключение курсовой работы Подведение итогов проведенных мероприятий, достигнута ли цель, решена ли проблема. |
| ! | Оригинальность текстов Каким образом можно повысить оригинальность текстов чтобы пройти проверку антиплагиатом. |
| ! | Оформление курсовика Требования и методические рекомендации по оформлению работы по ГОСТ. |
| → | Разновидности курсовых Какие курсовые бывают в чем их особенности и принципиальные отличия. |
| → | Отличие курсового проекта от работы Чем принципиально отличается по структуре и подходу разработка курсового проекта. |
| → | Типичные недостатки На что чаще всего обращают внимание преподаватели и какие ошибки допускают студенты. |
| → | Защита курсовой работы Как подготовиться к защите курсовой работы и как ее провести. |
| → | Доклад на защиту Как подготовить доклад чтобы он был не скучным, интересным и информативным для преподавателя. |
| → | Оценка курсовой работы Каким образом преподаватели оценивают качества подготовленного курсовика. |
| Курсовая работа | Деятельность Движения Харе Кришна в свете трансформационных процессов современности |
| Курсовая работа | Маркетинговая деятельность предприятия (на примере ООО СФ "Контакт Плюс") |
| Курсовая работа | Политический маркетинг |
| Курсовая работа | Создание и внедрение мембранного аппарата |
| Курсовая работа | Социальные услуги |
| Курсовая работа | Педагогические условия нравственного воспитания младших школьников |
| Курсовая работа | Деятельность социального педагога по решению проблемы злоупотребления алкоголем среди школьников |
| Курсовая работа | Карибский кризис |
| Курсовая работа | Сахарный диабет |
| Курсовая работа | Разработка оптимизированных систем аспирации процессов переработки и дробления руд в цехе среднего и мелкого дробления Стойленского ГОКа |